电力行业专题研究报告：“双碳”下的电改前景展望
（报告出品方/作者：华创证券，庞天一）
一、源：风光稳定不足问题渐显，火电退出或不可操之过急
（一）火电投资增速放缓，基荷电源重要性彰显
低碳转型叠加产能过剩，“十三五”期间传统火电投资显著下滑。2014-2015年常规火电项目审批权逐步从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下发至各省级机构，火电项目获得批复数量大幅提升。随着大批燃煤电厂获准开工，“十三五”开局火电产能逐渐过剩。同时在能耗双控、风光平价上网和双碳目标等政策因素的影响下，“十三五”风光发展较快，火电建设的重要性似乎有所“淡化”，火电投资增速相对停滞。燃煤电厂的建设周期一般为2年，“十三五”期间火电行业投资疲软导致近年来火电装机增速不断下滑。2022年，我国各类电源新增装机量为1.86亿千瓦，其中火电新增装机仅占比18.8%；2022年各类电源装机同比增速为8%，全社会电力消费量同比增速为4%，而火电装机同比增速仅为3%，火电在整体电源结构占比不断下滑，对社会用电需求的支撑作用亦有所减弱。
然而，近年迎峰度夏限电事件或昭示火电在电力系统的地位不可或缺。火电具有稳定可靠的优势，是电力保供的重要“压舱石”。近些年来火电装机增速低于全社会用电增速，风光在电源结构中占比不断提升。然而风光出力波动性较大，难以提供足够的可控电量，在用电负荷大幅提升的情况下，火电投资乏力的问题逐步显现。2021-2022年迎峰度夏期间，受高温、降水量不足等因素影响，我国多地出现了缺电现象。尤其在2022年，高温叠加四川来水偏枯，迎峰度夏期间水电出力不足，火电需求大幅提升，多地启动有序用电措施。值得一提的是，2022年迎峰度夏期间，统调电厂的煤炭库存均位于20天以上，或说明在用电负荷大幅提升、水风光等可控性较差的电源出力不济的情况下，2022年限电更多受火电出力能力的制约。限电事件频发或彰显火电在电力系统中的重要地位，能源结构转型的同时，基荷电源的合理规划仍不可忽视。
火电保供角色被重新审视，建设投资再次升温。近两年，火电在电力保供中的作用被重新加以重视。2021下半年以来，火电基本建设投资增速再次回升。同年12月，中央经济工作会议指出，“实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求，要坚定不移推进，但不可能毕其功于一役”，“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上”。2022年迎峰度夏期间再度上演限电事件后，9月国家发改委提出2022-2023年火电将新开工1.65亿千瓦，进一步凸显了火电在电力体系的重要地位及国家保障电力安全稳定供应的决心。
火电机组有一定建设周期，当前利用小时数仍在相对高位。火电机组平均建设周期约为2年，2021年初火电建设投资增速回升带来的装机增量目前已有所兑现。然而，我们观察到当前火电发电设备平均利用小时数仍位于相对高位。我们认为，火电利用小时数高企可能与上半年水电出力不济有关，同时防疫政策优化带动全社会用电需求提升（2023上半年全社会用电量同比增速达5%）或亦有催化。
当前厄尔尼诺形成概率较大，或致未来几年出现高温风险。据世界气象组织预测，今年5-7月全球有60%的概率出现厄尔尼诺现象，6-8月这一比例将增加至70%，7-9月将增加至80%。而厄尔尼诺现象是东太平洋海水每隔数年就会异常升温的现象，或将会推动全球气温提升。此外，厄尔尼诺现象对全球气温的影响通常在其出现后一年内最为明显，即未来一年气温或有较大概率高于往年。若出现高温极端天气，考虑到水风光等新能源出力可控性较差，电力供需或仍有偏紧风险。
（二）兼具保供及调峰双重作用，灵活性改造或为火电当前发展方向
火电是当前电网调峰重要手段，灵活性较低造成其调峰能力掣肘。由于“富煤贫油少气”的资源特点，长期以来火电作为基荷电源支撑我国电力系统正常运转。当前储能技术尚未完善，储能成本仍有较大下降空间，面对风光装机的飞速发展，火电将是电力系统调节的主要手段。我国火电机组虽具有容量大的优势，但调节范围有限且启动时间长，灵活性较低或形成新能源消纳的掣肘。根据中国电力圆桌课题组研究数据，以深度调峰为例，我国纯凝气式机组最小稳定出力通常为额定功率的50%，热电联产机组供热工况下仅为额定功率的80%；而国际先进机组最小稳定出力可达到额定功率的20%，热电联产机组供热工况下可达到额定功率的40%。
火电灵活性改造技术较为成熟，火电改造或为当前发展方向。根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》数据显示，截至2019年年底我国在运煤电机组一般最小出力为50%~60%，冬季供热期仅能低至75%~85%，而经过灵活性改造的试点纯凝机组最小技术出力可低至30%~35%额定容量，部分机组最低可至20%~25%，达到国际先进水平。热电联产机组灵活性改造手段较为丰富，主要通过改进热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术等，试点机组在灵活性改造后最小技术出力可达到40%~50%额定容量，且能够达到环保要求。
二、网：风光消纳问题仍存，电网建设有待提速
（一）风光并网规模较大，而电网投资相对滞后
风光的大量并网对电力系统的消纳能力提出了更高的挑战，一方面源于发电与用电在时间上的错配。从日内电力平衡角度来看，光伏出力高峰时段在中午，夜间没有出力，因此在早晚用电高峰期间，光伏发电支撑能力有限；而风电主要在傍晚及夜间出力，白天出力相对较少。从月度电力平衡角度来看，华北、东北及西北等地用电高峰为夏冬两季，而春夏为风电出力高峰，夏秋为光伏出力高峰，风光出力的季节性虽在一定程度上有所互补，但月度电量分布和负荷需求仍存在不匹配的问题。
另一方面消纳问题来自我国产用电的反地域特征。我国发电端和负荷端在地域分布上亦具有不均衡的特点。西北及西南地区风光和水电资源丰富，电力需求相对较小，具有一定的用电裕度；而华北、华东及华南地区用电需求较大，是用电缺口的主要集中地，因此我国的电力流转总体呈西电东送的特点。为利用好我国的风光清洁资源，推进能源低碳环保转型，2021年起，我国政府提出并积极推进风光大基地建设，以沙漠、戈壁和荒漠地区为重点，先后出台了多批风电、光伏基地建设项目清单，其中第1批风光大基地项目总体建设规模为97.05GW，截至2023年1季度已全部开工，部分建成投产。2022年初国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》。该方案以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林等沙漠及戈壁地区为重点，综合考虑采煤沉陷区，规划建设总规模约455GW的大型风电光伏基地，其中“十四五”时期规划总装机约200GW，包括外送150GW、自用50GW；“十五五“时期规划总装机约255GW，包括外送165GW、本地自用90GW。风光大基地项目多位于用电裕度较大的西部地区，对电力系统的消纳能力提出更高的要求，尤其是第2批风光大基地项目规划了315GW的外送规模，加大了电网的外送压力。
当前我国总体风光利用率尚可，但部分省份存在明显弃风或弃光问题。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2022年我国风电利用率为96.8%，光伏利用率为98.3%，整体的风光利用率虽保持在较高的水平，但诸如内蒙古、青海、甘肃等风电大省仍存在明显的弃风及弃光问题，部分地区风电/光伏利用率仅有90%的水平。随着风光大基地项目的新增装机在未来几年逐渐兑现，上述地区弃风弃光问题或将日益凸显。
近些年来电网建设滞后于电源建设，或对风光消纳能力形成制约。2019年以来，风光装机需求加大带动电源基本建设投资额快速增长，而与新能源消纳相关的电网基建投资却有所停滞。“十四五”期间，国家电网规划投资2.4万亿元，南方电网规划投资0.67万亿元，相较于“十三五”期间电网建设投资同比增速约为19%，而“十三五”电网建设投资额相较于“十二五”期间同比增速接近30%。相较于风光投资的高增速，电网建设投资节奏相对缓慢。
（二）电网建设或将提速，特高压及配电网投资有待加强
新型电力系统之下，电网建设有待提速。我们认为当前电网投资有以下2条主线：1）加强特高压投资以提高西部地区风光发电外送能力；2）加强配电网（尤其是农网）投资改善风光并网消纳问题。投资主线1：特高压建设或是解决西北风光消纳问题的重要途径。特高压输电是指交流1000千伏、直流±800千伏及以上的输电技术。相较于传统高压传输，特高压输电具有输送容量大、覆盖范围广、输送距离远、线路损耗低等特性，更能支撑跨区输电需求加大下的供电压力。“十三五”期间我国特高压直流投资额达到2463亿元，特高压交流投资额接近1000亿元。据国家电网公司规划，“十四五”期间特高压交直流总投资预计达3002亿元，新增特高压直流线路1.72万公里，新增特高压交流线路1.26万公里。伴随风光基地建成后清洁能源消纳需求大幅提升，预计十四五期间我国特高压建设投资将保持稳健。
稳健的特高压建设有望带动配套产业投资机会。据赛迪顾问整理，特高压直流线路一般由“点对点”单向传输的换流站构成，通过特高压线缆和铁塔完成换流站间输送线路建设，发电侧产生的交流电会通过换流阀形成直流电输送，而接收端直流电经逆变器变为交流电。除特高压线缆和铁塔外，特高压工程涉及的核心设备基本已实现自主生产，其中换流变压器、换流阀、GIS组合电器设备等在特高压直流核心设备中投资占比较高。特高压交流是由多个变电站点构成，输送线路多为双回路双向传输，和直流线路相同，也是通过特高压架空线路及铁塔完成变电站点间线路架设。但特高压交流不涉及环流，仅需变压器升压，特高压交流核心设备中投资占比较高的部分为GIS组合电器设备、变压器和电抗器。在新型电力系统建设过程中，随着西电东送需求的提升，特高压配套设施市场需求或将保持显著。赛迪顾问预测，2025年，中国特高压产业与其带动产业整体投资规模将达5870亿元，相较于2020年复合增速将达13.2%。
投资主线2：加强配电网（尤其是农网）建设改善风光并网消纳问题。配电网指从输电网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地分配或按电压逐级分配给各类用户的电力网，由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿器等设施组成，在电网中起到电能的分配作用。随着风光分布式电源大量接入配电网络，系统波动性及不稳定性加大，节点电压、电能质量等物理特性将发生一定程度的改变。尤其是农村配电网络，由原有放射状无源网变为具有大量分布式电源的有源网，一方面区域负荷和风光出力特性不匹配造成消纳困难，导致农村电网需提升或新增变电容量；另一方面分布式电源的大量接入可能导致电能质量下降、谐波污染加剧等问题，并影响配电自动化和继电保护动作可能造成电网事故风险。“十四五”期间，我国对农村电网户均配变容量、供电可靠率等指标提出了更高的要求，变压器的扩容或为当前配电网投资的方向之一。
另一方面，风光并网消纳致电网承载压力加大，或对电网智能化转型形成催化。分布式电源大量接入配电网络后，电力系统波动及不稳定性加大，节点电压、电能质量及潮流分布的变化带动配电网监测控制需求提升，从而对电网智能化转型形成催化。配电网智能化即对配电网进行各种状态下的监测控制，利用电力生产及服务过程中产生的大量信息，对电网实施智能化管理，维系电力系统的安全稳定。在配电网智能化建设的过程中，一二次融合装备将改变传统配电网DTU、FTU、TTU等设备的形态和功能。根据国家电网发布的《国家电网智能化规划总报告》，“十三五”末我国电网投资中配电智能化投资占智能化投资比重达26%，占电网总投资比重占3.3%，且总体呈上升趋势。“十四五”期间，在电网投资力度加大及风光并网对电网智能化转型催化因素的影响下，配电网智能化转型空间广阔。
三、荷：用电需求波动加剧，需求侧响应或待完善
（一）用电侧波动加大，系统灵活性需求提升
三产/城乡居民生活用电占比持续提升，负荷在时间尺度的波动性或不断扩大。随着经济社会的不断发展，消费及服务业在社会生活中扮演的角色愈加重要，第三产业和城乡居民生活用电在全社会用电结构的占比逐年提升。相较于工业用电，第三产业及城乡居民生活用电在时间尺度上具有更强的波动性，一方面夜间用电需求较低、早晚高峰用电需求明显，这导致日内尺度峰谷差扩大；另一方面夏季制冷和冬季取暖需求明显，这导致用电负荷在季节尺度波动性加大。
电气化的发展亦可能造成负荷“峰值更高”的问题。在碳达峰碳中和的推进过程中，我国电气化发展水平不断提高，电能在终端能源消费占比持续扩大。电气化的发展在推动能源清洁低碳转型的同时，也可能导致用户侧负荷波动加剧这一问题。以电动汽车为例，作为交通部门重要的电气化手段，电动汽车集中充电时刻为19：00-21：00，这也是电力系统用电的晚高峰时期，电动汽车渗透率的提升可能进一步拉高电力系统用电需求的峰值，导致电网负荷波动加剧。
负荷波动加剧对电力系统灵活性要求提升，而当前灵活性提升或面临机制和资源的双重问题。在机制方面，我国现货市场和辅助服务市场尚未全面铺开，且相关制度及定价机制不够成熟，电力终端用户无法及时根据价格信号调节需求，负荷侧的灵活性无法充分发挥作用。在资源方面，我国现有煤电机组调节范围有限、启动时间长且速率较慢，大规模灵活性改造尚需时间，而其他储能技术规模较小或仍处于发展的早期阶段，尚无法满足大范围调峰调频的需求。
（二）需求响应可调动荷端灵活性，响应策略日益丰富
电网灵活性提升需要挖掘需求侧广阔的负荷资源。需求侧管理将用电负荷作为一种可调节资源，通过负荷的转移或节约，帮助电力系统消纳。需求侧工业负荷基数较大，缓解电网与工业企业的用电矛盾，将大幅度降低电力系统的调峰压力。而居民负荷由于随机性较强且空间分布过于分散，且缺少完整的实时电价清算机制，可实现的需求侧响应负载相对有限。需求响应利用价格或补贴手段引导用电端参与电力调节。随着电力系统的改革和电力市场化的不断推进，对需求侧资源的调度也从以有序用电为主的行政管理模式，转变为以需求响应为特征的市场调节机制。依靠经济机制而非强制性手段，需求响应通过分时电价等价格信号或激励补贴，改变用户固有的习惯用电模式，用户主动完成错峰、避峰，实现电力系统从“源随荷变”到“源荷互动”转变。简单来说，就是用户通过主动减少或增加用电负荷，既能获得经济效益，又能提升电网可再生能源消纳水平和电力系统平衡能力。依照用户不同响应方式可将需求响应分为价格型需求响应和激励型需求响应。
价格型需求响应主要基于用户的自主选择。行政部门通过合理制定电价，引导用电端根据动态电价水平调整不同时段电力需求，从而实现电力系统的供需平衡。根据电力市场不同发展阶段，价格型需求响应可分为尖峰电价、分时电价和实时电价三类。实时电价建立在高度发展的电力现货市场的基础上，每小时或更短时间内就会更新一次电价，用户通过安装电价监测与反应设备，对电价调整做出实时反应。由于人工监测的成本过高，实时电价模式的推进还依赖于人工智能、智能仪表的发展，目前难以充分发挥价格信号的调节作用。分时电价基础上附加尖峰电价是目前我国应用最广的机制。我国电力市场建设正处于从初级到过渡阶段转变的时期，电价机制需要考虑现实技术可行性和经济合理性。尖峰电价根据各地前两年电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段，选取一天内几小时或一个月内几天的用电高峰期设置高额电价，指导用户在高峰期减少用电需求。分时电价变动的频率低于实时电价，通过将一天24小时按照负荷曲线的高峰低谷分为峰、平、谷三种时段，鼓励用户多用低价谷电、避免高峰高价用电，以达到削峰填谷的目的。
激励型需求响应种类丰富，用户可获得直接经济效益。激励型需求响应是指为避免电力系统发生紧急状况，电力部门对电力用户负荷进行直接或间接的控制，并对参与响应的用户给予可观的补偿，主要包括直接负荷控制、可中断负荷控制、紧急需求响应、需求侧竞价等。参与激励型需求响应的用户需要同电力部门签订系统高峰时期配合调整负荷的合同，并在其中明确参与响应的用户降低的负荷与经济激励之间的量化公式，以及用户没有承担合同中相应调峰义务对项目实施的赔偿等。
在传统需求侧管理的基础上，虚拟电厂及微电网的发展或可实现需求侧灵活性的有效挖掘。虚拟电厂可以整合不同空间的分布式电源、储能电池和电动汽车等资源，进行统一管理和调度，为系统提供调峰及消纳等功能。以电动汽车车网协同技术为例，电动汽车兼具充放电特性，具有调节负荷及储能的潜能。电动汽车车网协同发展包括有序充电和车网互动两种模式。在有序充电时，电动汽车在负荷低谷时段充电，起到平滑负荷波动的作用；在车网互动时，电动汽车可以在峰时放电、谷时充电，起到储能的作用。微电网是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统。在正常运行时，微电网可提高系统灵活性；在出现问题时，微电网能以供电的方式提升系统的抗风险能力。并网后，微电网可作为小型智能电荷快速响应，为电力系统提供短时间内的灵活性。
四、储：储能调节手段多样，长期发展前景广阔
储能即能量的存储，按照能量的转化机制不同，可分为机械储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能）、电化学储能（锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等）和电磁储能（超级电容器、超导储能）。各类储能技术具有不同的性能特点。综合来看，抽水蓄能是目前应用最为成熟的储能技术，具有规模大、寿命长、安全性高、经济性明显的优势；电化学储能已进入商业化阶段，发展速度快，反应灵活；压缩空气虽然技术成熟，但转换效率低；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的发展潜力。现阶段来看，抽水蓄能和电化学储能是电源侧储能的主要路径。
抽水蓄能是以水为储能介质的储能技术，通过电能与势能的相互转化，实现电能的储存。抽水蓄能电站主要是利用电力系统过剩的电力将水从地势低的下水库抽到地势高的上水库储存，在电力系统电力不足时放水回流到下水库推动水轮机发电机发电。抽水蓄能电站具有技术成熟、寿命长、规模大、启停迅速的优势，是当前应用最为广泛的储能技术。同时，抽水蓄能也有一定不足：1）电站选址难，抽水蓄能电站要求上下水库的距离较近，且有一定的高度差，十分依赖地理条件。2）建设周期长，初期投资大，投资回报周期通常30年以上。
电化学储能以化学元素为介质，将电能转化成化学能储存起来，在需要的时候，再通过化学反应将化学能转换为电能使用。当前比较常见的电化学储能技术有锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池，锂离子电池是目前电化学储能最可行的技术路线。锂离子电池能量密度相对较高、续航能力强，尤其是磷酸铁锂离子电池表现更为突出，相较于效率低的液流电池，优势明显；锂离子电池循环寿命长，是铅酸电池平均使用寿命的三倍以上；锂离子电池工作温度范围宽，较环境温度要求高的液流电池更适宜不同环境的储能场景。此外，锂离子电池清洁无污染，不含铅、汞等有毒物质，不会造成环境污染。综合来看，锂离子电池相比其他电化学储能技术表现更好，更适合在不同储能场景的大规模应用。
从收入端来看，储能的盈利模式尚不成熟。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电力系统间接获得盈利，如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电价差套利等。在收入不明确的背景下，成本成为促进储能产业发展的最重要参数。储能成本也成为了储能技术经济性研究的重要一环。从成本端来看，我们可以利用平准化度电成本（LCOE）来衡量储能电站的经济成本。储能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同决定。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。
依据《基于全寿命周期成本的储能成本分析》中的测算，假定以目前较为成熟的抽水蓄能电站为基准，储能装机按1200MW，储能时长按6小时；计算中电池使用寿命按储能放电深度80%情况下，一年循环300次，液流电池循环次数12000次，以20年计算。我们可以利用各种储能电站参数和成本数据测算得到抽水蓄能及电化学储能电站在不同利用小时数下的年发电量和度电成本。
抽水蓄能经济性最优，其次是锂电子电池。抽水蓄能度电成本显著低于电化学储能度电成本，其中电化学储能技术中，锂离子电池、液流电池、钠硫电池、铅酸电池度电成本依次增长。若电站储能利用小时数实现1000h，抽水蓄能电站度电成本仅需0.93元/kWh，不足锂离子电池度电成本的一半。随着利用小时数的提高，电化学储能降本空间巨大。总体来看，抽水蓄能电站的经济性优势突出，当前在储能市场装机占比最高。技术和利用小时数的改善有望推进电化学储能实现经济效益，锂电子电池将是接棒抽水蓄能电站的有力候补。
政策叠加技术驱动，电化学储能有望迎来快速增长。2021年7月，国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，意见明确指出到2025年国内新型储能装机总规模达30GW以上。据CNESA数据，截至2022年底，全国已有24个省市明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计64.85GW；10个省市先后发布了新型储能示范项目清单，规模总计22.2GW，大部分项目将在1-2年内完工并网。此外，2021年10月，国家能源局发布《电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》，电化学储能或将纳入输配电价，价格机制的理顺将为电化学储能的发展提供有力支撑。与此同时，电化学储能的内生技术驱动将打通电池的降本增效空间，进而推动电化学储能装机的规模性增长。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达59.8GW，其中新型储能累计装机规模达到13.1GW，功率规模年增长率达128%。此外，CNESA预测即使在保守情况下，未来5年我国新型储能累计投运装机规模复合增速可达49.30%，在理想情况下增速可达到60.29%。
五、电力系统远景该如何描绘？
关于电力系统未来发展远景，我国将持续深化全国统一电力市场体系建设，提升电力系统稳定性和调节互济能力。同时，风光的大规模并网将导致消纳问题和系统裕度问题更加凸显，现货市场及辅助服务市场需持续完善以提高系统灵活性，容量市场亦有待加强以保障系统充裕度。随着越来越多的手段被应用在系统灵活性的调节过程中，电力系统的参与主体将更加丰富，我国应建立合理的市场机制推动多市场主体的协调互补、紧密衔接。此外，电力价格机制有待理顺，绿电、绿证等清洁能源市场化机制有待完善，以更好支撑电力系统绿色、低碳转型发展。
1、深化建设全国统一电力市场体系
2021年，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。此后，国家能源局多次提及建设全国统一电力市场体系的目标。全国统一电力市场体系是指在时间和空间层面，建立全周期覆盖、多时序运营的跨省跨区、省（市、区）和区域紧密配合、有序衔接、规范运行、协调发展、高效运作的市场体系，实现统一市场框架、统一核心规则、统一运营平台、统一服务标准。
全国统一电力市场体系或需完善省/区域电力市场建设并加大跨省跨区电力市场建设。当前省/区域电力市场相关体系制度仍有完善空间，跨省跨区电力市场交易规模占比较小，相关市场壁垒一定程度阻碍新能源发电的消纳。在省/区域电力市场建设层面，一方面要充分发挥中长期“压舱石”作用，积极引导市场主体足额、高比例签订中长期合同，另一方面要扩大现货市场范围，将需求侧响应、虚拟电厂等纳入电力市场主体。同时要推动能量市场和辅助服务市场、容量市场等衔接，省/区域市场和跨省区市场衔接等。在跨省跨区电力市场建设层面，一方面需建立清洁能源跨省区优先消纳机制，扩大市场化交易规模，另一方面要完善跨省跨区电力市场相关机制，如开展中长期交易分时段电力曲线交易，缩短交易周期，增加交易频次，优化分配输电通道资源，建立跨省区辅助服务共享机制或交易机制等。
2、辅助服务及容量市场相关机制或进一步完善
风光的大规模装机带来的消纳问题要求电力系统具备更高的灵活性，辅助服务市场是提高系统灵活性的重要手段，容量市场是在风光不稳定性的背景下供电裕度的重要保障。辅助服务本质是为电力系统提供灵活性，当前发展方向是品种创新和费用分摊机制理顺。当前我国主要辅助服务品种包括调频和备用，调频指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式调整有功出力减少频率偏差提供的服务；备用则是针对系统出力的波动性，利用备用的可控机组保障系统短期供电充裕性。我们认为随着新能源装机的提升，系统转动惯量水平或有下降的趋势，我国可以探索转动惯量、灵活爬坡等新型辅助服务交易品种。其次，我们认为辅助服务费用分摊机制有待进一步完善，理想的机制或需引导辅助服务费用向用户侧疏导。当前部分地区辅助服务市场仍是发电侧的零和博弈，卖方通过竞价提供服务，部分机组得到补偿，部分机组分摊成本。辅助服务本质是调节负荷波动性对系统造成的干扰，理应向用户侧疏导。
容量市场的本质是保障电力系统的长期充裕性，有效的机制应满足传统机组对收益的合理预期。长期来看，新能源装机的大幅提升或对传统机组形成量及收益率上的双重冲击。一方面，用电需求或被占比越来越高的新能源机组满足；另一方面，新能源发电的边际成本较低，能量市场价格存下降趋势，传统机组边际成本相对较高，新能源大量装机可能导致传统机组收益率下滑。而诸如火电之类传统机组可控性较高，当前阶段对维持系统裕度必不可少，因此有效的容量补偿及容量市场机制是促进传统机组投资，维持系统裕度的有效手段。当前我国容量补偿机制尚未完全铺开，仅在山东、云南等少数省份运行，运行方式一般为自用户侧收取一定容量电费，按月综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素，给予各类机组容量补偿。未来容量补偿机制或全面推开，以使传统机组在容量市场获得相应的公允收益，同时应以市场化机制评估负荷侧有效容量，调节容量价格，引导发电企业投资及运营。
3、电力系统参与主体或更加多元化
储能、虚拟电厂等灵活性资源或更多参与电力市场交易。风光装机的增长将导致系统波动性加大，电力系统对储能、虚拟电厂等灵活性资源的要求也将随之提升。同时，随着成本的不断下降和市场机制逐渐完善，灵活性资源亦逐渐具备参与电力系统的条件。以虚拟电厂为例，当前我国多地试点已实施虚拟电厂机制，建立报价与出清规则，虚拟电厂亦参与至日前、日内市场的交易中。
另一方面，需求侧响应资源参与电力市场规模有望进一步扩大。需求侧响应通过市场化手段引导用户避峰、错峰，是较为理想的负荷管理手段，我国需求侧响应的政策力度近年来也在不断扩大。2023年5月，国家发改委印发关于向社会公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电峰谷差率超40%的省份达到5%及以上。
4、电力价格体制或进一步理顺
上网电价经历过四次变革，核心目标为建立高效市场化的清洁电力体系。1）我国在1978年之后曾实行与用电量挂钩的“两段制”电价，目的在于提高发用电效率。2）进入1980年后电力供应无法满足社会发展需求，政府为发展电力行业放松电价管控，在1985年转为采用覆盖融资成本并保证利润的“还本付息”电价。3）第三次改革的起点是2002年《电力体制改革方案》的出台，标志着“上网、输配、销售”三环节电价结构和“厂网分开”体系的建立。在经历了短暂的竞价上网期后，燃煤机组上网电价改为事前核定标杆电价，并推广到全电力行业。这一阶段出台了众多可再生能源电价补贴政策，新能源电力装机迅速上行。4）2021年后，为进一步向市场化转型，上网电价变为“基准价+上下浮动”模式，同时风光发电正式进入平价上网时代。
具体来看，当前交易电价确定方式主要包括中长期合约和现货交易。当前我国发电方与售电公司间交易电价的确定方式主要包括中长期合约和现货交易，其中中长期合约占比约90%，通过中长期合约确定的电价浮动范围不得超过基准电价的20%；现货的价格帽更高，通常为1.5元/kWh（大致为基准电价的3倍）。当前现货交易占比较低，且仅处于试点省份试运行阶段，因此对电价的影响有限。随着现货交易试点省份数量不断增加，在全国范围内持续铺开，对电价的影响或将进一步显现。
输配电价方面，第三轮监管周期已实现机制进一步完善。2017-2020年国家发改委先后完成了两轮监管周期的价格核定。2023年5月，发改委正式印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，相较于第二轮监管周期，本轮监管周期实现了输配电价的“三改一顺”，即推动分电压等级分用户改为分电压等级不分用户核定输配电价、改不分电压等级为不分用户分电压等级核定容需量电价、改单列输配电价中的网损、抽蓄容量电价等，并按照“准许成本+合理收益”直接（顺价）核定省级电网输配电价。本轮监管周期后，输配电价中各项目分类单列，不分用户核定输配电价亦改善了工商业用户的交叉补贴问题，输配电价在第三轮监管周期已实现机制的理顺。
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